1. PENENTUAN NILAI BEBAN
EKONOMIS PEMBANGKIT
DI
PT PUPUK KALTIM
Oleh :
Immanuel M Sitinjak
II/314063/TK/38034

2. Latar Belakang
Tujuan Penelitian
Batasan Masalah
Kesimpulan
Hasil dan Pembahasan
Saran
 Profil Perusahaan

3.  Profil Perusahaan
PT PUPUK KALTIM berdiri pada tanggal 7 Desember 1977 yang terletak di
wilayah pesisir pantai kota Bontang, Kalimantan Timur.
Visi perusahaan adalah “Menjadi perusahaan agro-kimia yang memiliki
reputasi prima di kawasan Asia”
Adapun misi perusahaan adalah sebagai berikut :
1. Menyediakan produk-produk pupuk, kimia, agro dan jasa pelayanan pabrik
serta perdagangan yang berdaya saing tinggi.
2. Memaksimalkan nilai perusahaan melalui pengembangan sumber daya
manusia dan menerapkan teknologi mutakhir.
3. Menunjang Program Ketahanan Pangan Nasional dengan penyediaan pupuk
secara tepat.
4. Memberikan manfaat bagi pemegang saham, karyawan,
dan masyarakat serta peduli pada lingkungan.
0,1370 LU

4. Latar Belakang
2. Dibutuhkan pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan
listrik di PT Pupuk Kaltim.
1. Listrik menjadi salah satu kebutuhan pokok di PT Pupuk
Kaltim.
3. Dibutuhkan suplai energi listrik yang handal agar pabrik
dapat beroperasi dengan baik.
4. Biaya Operasional Pembangkit yang tidak sedikit
jumlahnya.

5. 1. Mengetahui pembagian beban pembangkit
yang paling ekonomis.
2. Mengetahui penghematan biaya
pembangkitan jika mengaplikasian hasil
studi.
Tujuan Penelitian
3. Mengetahui urutan pembangkit dari yang
paling efisien ke tidak efisien.

6. Batasan Masalah
2. Kapasitas pembangkit lebih besar dari beban sistem.
1. Pembahasan dilakukan pada pembangkit listrik tenaga
termal dan rugi rugi daya listrik diabaikan.
3. Biaya variabel utama adalah bahan bakar.

7. 4. Perhitungan economic dispatch menggunakan metode
4. Lagrange.
Batasan Masalah
5. Tidak memperhitungkan biaya jalur integrasi kelistrikan.
6. Generator dianggap dapat beroperasi secara optimal.

8. Sistem Kelistrikan Integrasi

9.  Upah Karyawan
 Administrasi
 Bunga
Pinjaman
 Depresiasi
 dan lain lain
Biaya Operasional
Pembangkit
Biaya Tetap Biaya Variabel
• Bahan Bakar
Biaya Variabel Terbesar

11.  Karakteristik Input Output Setiap Generator
 Harga Bahan Bakar
 Biaya Pembangkitan Setiap Generator
 Persamaan Incremental Cost Setiap
Generator
Data yang dibutuhkan

12. Diperoleh Dari Data Manufacture ISO
condition
Disesuaikan dengan kondisi lingkungan di
Bontang
ACF = Altitude Correction Factor
TCF = Temperature Correction Factor
Karakteristik Input Output

13. Kurva Input Output Pembangkit
H Kaltim 2 = 0.0508 P 2 + 6.4616 P + 113.05
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5 10 15 20 25 30 35
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
GTG GE Kaltim-2

14. Kurva Input Output Pembangkit
H Kaltim 3 = 0.0371 P2 + 7.3488 P + 92.351
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5 10 15 20 25 30 35
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
GTG ALSTOM Kaltim-3

15. Kurva Input Output Pembangkit
H Kaltim 4 = 0.0957 P2 + 6.1743 P + 95.596
0
50
100
150
200
250
300
350
0 5 10 15 20 25
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
GTG Nuovo Pignone Kaltim-4

16. Kurva Input Output Pembangkit
H KDM = 0.0013 P2 + 7.8456 P + 100.5
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5 10 15 20 25 30 35 40
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
GTG KDM

17. Kurva Input Output Pembangkit
H Borsig Kaltim 1 = 0.1625 P2 + 1.6747 P + 12.272
0
10
20
30
40
50
60
0 2 4 6 8 10 12 14
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
STG Borsig Flow 0 Kaltim-1

18. Kurva Input Output Pembangkit
H STG BBC 80 = 0.0609 P2 + 3.4183 P + 5.4283
0
10
20
30
40
50
60
70
0 2 4 6 8 10 12 14
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
STG BBC 80 Kaltim-1

19. Kurva Input Output Pembangkit
H STG Kaltim 5 = 0.0003x2 + 3.2748x + 11.236
0
20
40
60
80
100
120
0 5 10 15 20 25 30 35
H(MMBTU/h)
P (MegaWatt)
STG1-STG2 Kaltim 5

20. Persamaan H

21. Harga Bahan Bakar

22. RUMUS PEMBANGKIT PER JAM
F = H x Harga Bahan Bakar

23. Tabel Biaya Pembangkit Per Jam

24. INCREMENTAL COST
Rumus Incremental Cost ( λ )

25. Tabel Incremental Cost ( λ )

26. Konstanta “a” dan “b”

27.  Nilai adalah nilai daya total yang akan
dibangkitkan untuk mensuplai kebutuhan beban.
 Daya yang dibangkitkan setiap pembangkit.
Perhitungan Nilai Incremental
Cost

28. Hasil Perhitungan

29. Masukan Nilai P pada perhitungan kedalam
Persamaan F terhadap P maka hasilnya :
Hasil Perhitungan

30. Biaya Per KWH

31. Metode Perhitungan Konsultan

32. Metode Perhitungan Load Avarage

33. STG Bahan Bakar Batu Bara

34. Kesimpulan
2. Biaya pembangkitan menjadi minimal saat kondisi
operasi normal (141.5 MW) jika pembangkit Kaltim-2
membangkitkan daya sebesar 28 MW, Kaltim-3
membangkitkan daya sebesar 26 MW, Kaltim-4
membangkitkan daya sebesar 20MW, KDM
membangkitkan daya sebesar 26MW, STG BBC
membangkitkan sebesar 1,5 MW, STG Borsig
membangkitkan sebesar 5 MW dan STG1-2 di Kaltim 5
membangkitkan masing-masing 17.5 MW.
1. Adanya sistem integrasi kelistrikan di PT Pupuk Kaltim
dapat meningkatkan kehandalan suplai energi listik.

35. 4. Pengaturan beban secara economic dispatch akan
menghemat $426,259.4 per tahun bila dibandingkan
dengan perhitungan menggunakan metode load average.
Dan akan menghemat sebesar $212,942.4 per tahun bila
dibandingkan dengan studi pengaturan beban oleh
konsultan.
3. Urutan pembangkit dari yang paling efisien ke kurang
efisien adalah KDM, Kaltim-3, Kaltim-2, Kaltim-4, STG1-2
Kaltim-5, STG BORSIG 0, dan STG BBC 80.
Kesimpulan

36. 5. Dengan menggunakan bahan bakar batu bara pada
pembangkit STG akan menghemat pengeluaran sebesar
$2,361,256.3 per tahun bila dibandingkan dengan
menggunakan bahan bakar gas.
6. Untuk Periode 2015, pembangkit turbin uap
menggunakan bahan bakar batubara lebih efisien di
bandingkan dengan bahan bakar gas.
Kesimpulan

37. Saran
1. Pengaturan beban pembangkit pada operasi normal
sebaiknya menggunakan metode economic dispatch
agar mendapatkan biaya pembangkitan minimal.
2. Karena daya yang dibangkitkan STG BBC dan BORSIG
kecil maka generator ini dapat dinonaktifkan dan
dayanya dapat disubstitusikan dengan mengoperasikan
STG1-2 Kaltim 5.